Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 568в районе ЛПДС «Пур-Пе» на ПСП «Губкинский»» (МП 126-30151-2014)

Регистрационный № RA.RU.311229 выдан 30.07.2015 г.

«УТВЕРЖДАЮ»

йдиректор етрологии «СТП» И. А. Яценко 2019 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 568 в районе ЛПДС «Пур-Пе» на ПСП «Губкинский»

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

(с изменением № 2)

МП 126-30151-2014

г. Казань

2019

• 1.1 Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 568 в районе ЛИДС «Пур-Пе» на ПСП «Губкинский» (далее -СИКН), заводской № 15, и устанавливает методику первичной поверки до ввода в эксплуатацию и после ремонта, а также методику периодической поверки в процессе эксплуатации.

• 1.1 (Измененная редакция, Изм. № 1)

• 1.12 Интервал между поверками СИКН - 1 год.

1.15 Результаты поверки средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКН, в течение их межповерочного интервала, установленного при их утверждении типа, удостоверяются действующим знаком поверки и (или) свидетельством о поверке, и (или) записью в паспорте (формуляре) СИ, заверяемой подписью работника аккредитованного юридического лица или индивидуального предпринимателя, проводившего поверку СИ, и знаком поверки.

1.15 (Введен дополнительно, Изм. № 2)

При проведении поверки должны быть выполнены следующие операции:

• - проверка технической документации (пункт 7.1);

• - внешний осмотр (пункт 7.2);

• - опробование (пункт 7.3);

• - определение метрологических характеристик (пункт 7.4);

• - оформление результатов поверки (раздел 8).

Раздел 2 (Измененная редакция, Изм. № 1)

• 3.1 Для контроля условий проведения поверки применяют термогигрометр ИВА-6А-П-Д (регистрационный номер 46434-11): диапазон измерений атмосферного давления от 700 до 1100 гПа, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения атмосферного давления ±2,5 гПа; диапазон измерений относительной влажности от 0 до 98 %, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерения относительной влажности ±2 % в диапазоне от 0 до 90 %, ±3 % в диапазоне от 90 до 98 %; диапазон измерений температуры от минус 40 до плюс 60 °C, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности температуры ±1 °C в диапазоне от минус 40 до минус 20 °C, ±0,3 °C в диапазоне от минус 20 до плюс 60 °C.

• 3.2 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик СИКН с требуемой точностью.

• 3.3 Все применяемые эталоны должны быть аттестованы, средства измерений (далее - СИ) должны быть поверены в установленном порядке.

• 3.1 -3.3 (Измененная редакция, Изм. № 1)

• 4.1 При проведении поверки должны соблюдаться следующие требования:

• - корпуса применяемых СИ должны быть заземлены в соответствии с их эксплуатационной документацией;

• - ко всем используемым СИ должен быть обеспечен свободный доступ для заземления, настройки и измерений;

• - работы по соединению вспомогательных устройств должны выполняться до подключения к сети питания;

• - обеспечивающие безопасность труда, производственную санитарию и охрану окружающей среды;

• - предусмотренные «Правилами технической эксплуатации электроустановок» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок», а также эксплуатационной документацией оборудования, его компонентов и применяемых средств поверки.

• 4.2 К работе по поверке должны допускаться лица:

• - достигшие 18-летнего возраста;

• - прошедшие специальную подготовку и имеющие удостоверения на право проведения поверки;

• - прошедшие инструктаж по технике безопасности в установленном порядке;

• - изучившие эксплуатационную документацию на СИКН, СИ, входящие в состав СИКН, и средства поверки.

• 5.1 Условия проведения поверки СИ, входящих в состав СИКН, приведены в методиках поверки данных СИ. Поверку ИС проводят в рабочих условиях эксплуатации:

• - температура окружающего воздуха в блоке фильтров, блок-боксе блока измерительных линий и блока измерений показателей качества нефти, блок-боксе поверочной установки, °C

  от 0 до +40

  от 5 до 30

• - температура окружающего воздуха в операторной, ° С

• - относительная влажность в блоке фильтров, блок-боксе блока измерительных линий и блока измерений показателей качества нефти, блок-боксе поверочной установки, %, не более

  95

  90

  от 84,0 до 106,7

• - относительная влажность в операторной, %, не более

• - атмосферное давление, кПа

• 5.1 (Измененная редакция, Изм. № 1)

• 5.3 Параметры электропитания СИКН должны соответствовать указанным в руководстве по эксплуатации.

Раздел 6 (Исключен, Изм. № 1)

При проведении проверки технической документации проверяют наличие:

• - руководства по эксплуатации СИКН;

• - паспорта СИКН;

• - свидетельства о предыдущей поверке СИКН (при периодической поверке);

• - паспортов (формуляров) СИ, входящих в состав СИКН;

• - действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке, и (или) записи в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью работника аккредитованного юридического лица или индивидуального предпринимателя, проводившего поверку СИ, и знаком поверки.

• 7.1 (Измененная редакция, Изм. № 1)

• 7.2.1 При проведении внешнего осмотра СИКН контролируют выполнение требований технической документации к монтажу СИ, измерительно-вычислительных и связующих компонентов СИКН, проверяют отсутствие механических повреждений СИ, четкость надписей и обозначений.

• 7.2.2 При проведении внешнего осмотра СИКН устанавливают состав и комплектность СИКН.

• 7.2.3 Проверку выполняют на основании сведений, содержащихся в паспорте СИКН. При этом контролируют соответствие типа СИ, указанного в паспортах составных частей, записям в паспорте СИКН.

• 7.2.4 Результаты проверки считают положительными, если внешний вид, маркировка и комплектность СИКН соответствуют требованиям технической документации, отсутствуют механические повреждения СИ, надписи и обозначения четкие.

• 7.3 Опробование

• 7.3.1.1 Подтверждение соответствия программного обеспечения (далее - ПО) СИКН проверяют сравнением идентификационного наименования, номера версии и цифрового идентификатора (контрольной суммы) ПО с соответствующими идентификационными данными, зафиксированными при испытаниях в целях утверждения типа и отраженными в описании типа СИКН.

• 7.3.1.2 Результаты проверки идентификационных данных ПО считают положительными, если идентификационное наименование, номер версии и цифровой идентификатор (контрольная сумма) ПО, совпадают с исходными, зафиксированными при испытаниях в целях утверждения типа и отраженными в описании типа СИКН, а также исключается возможность несанкционированного доступа к ПО СИКН и обеспечивается аутентификация.

• 7.3.2.1 Проверяют:

• - отсутствие сообщений об ошибках;

• - соответствие текущих измеренных СИКН значений температуры, давления, расхода данным, отраженным в описании типа СИКН;

• - соответствие внесенных в комплекс измерительно-вычислительный физико-химических показателей нефти данным, отраженным в паспорте качества и описании типа СИКН.

• 7.3.2.2 Результаты проверки работоспособности считают положительными, если:

• - отсутствуют сообщения об ошибках;

• - текущие измеренные СИКН значения температуры, давления, расхода соответствуют данным, отраженным в описании типа СИКН;

- внесенные в комплекс измерительно-вычислительный физико-химические показатели измеряемых сред соответствуют данным, отраженным в паспортах качества и описании типа СИКН.

• 7.3 (Измененная редакция, Изм. № 1)

• 7.4 Определение метрологических характеристик

7.4.1, 7.4.2 (Исключены, Изм. № 1)

• 7.4.3.1 Относительная погрешность измерений массы брутто нефти при прямом методе динамических измерений принимается равной относительной погрешности счетчика-расходомера массового.

• 7.4.3.2 Результаты поверки считают положительными, если относительная погрешность измерений массы брутто нефти не выходит за пределы ±0,25 %.

• 7.4.4.1 Относительная погрешность измерений массы нетто нефти 5М_Н,%, определяется

  по формуле

  

  относительная погрешность измерений массы брутто нефти, %; абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %;

  (1)

  где 5М

  4W.

AW_Mn - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей, %;

AW_XC - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, %;

W - массовая доля воды в нефти, %;

в

W    - массовая доля механических примесей в нефти, %;

W_xc   - массовая доля хлористых солей в нефти, %.

• 7.4.4.2 Массовую долю воды W_B, %, определяют в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477-2014 или рассчитывают по формуле

  

(2)

где ф - объемная доля воды в нефти, измеренная поточным влагомером, %;

р - плотность воды, приведенная к условиям измерений объемной доли воды в нефти, кг/м³ (принимается равной 1000 кг/м³);

р - плотность нефти при условиях измерений объемной доли воды в нефти, кг/м³.

• 7.4.4.3 Массовую долю хлористых солей W_xc, %, в нефти рассчитывают по формуле

W„=0,l-^.                         (3)

Рн20

где ф — концентрация хлористых солей в нефти, определенная в испытательной лаборатории по ГОСТ 21534-76, мг/дм³ (г/м³);

р _2о - плотность нефти при температуре 20 °C и избыточном давлении, равном нулю, кг/м³.

• 7.4.4.4 Абсолютную погрешность определений массовой доли воды в нефти AW_B, %, вычисляют:

- при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477-2014 в соответствии с ГОСТ 33701-2015 по формуле

где r_wb - воспроизводимость метода по ГОСТ 2477-2014, выраженная в массовых долях, °/с

- сходимость метода по ГОСТ 2477-2014, выраженная в массовых долях, %;

- при вычислении массовой доли воды в нефти по результатам измерений объемной доли воды в нефти поточным влагомером по формуле

влагомером с учетом погрешности барьеров искрозащиты (при наличии) и погрешности измерения сигналов силы постоянного тока измерительновычислительного комплекса, %.

• 7.4.4.5 Абсолютную погрешность определений массовой доли механических примесей в нефти AW_Mn, %, в соответствии с ГОСТ 33701-2015 вычисляют по формуле

AW = ±J^Rwn °^;

МП —\        _п

где R-мп - воспроизводимость метода по ГОСТ 6370-83, %;

г_мп - сходимость метода по ГОСТ 6370-83, %.

• 7.4.4.6 Абсолютную погрешность определений массовой доли хлористых солей в нефти AW_XC , %, в соответствии с ГОСТ 33701-2015 вычисляют по формуле

  
  

  (7)

где Rxc - воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76, выраженная в массовых долях, %;

г_хс - сходимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76, выраженная в массовых долях, %.

• 7.4.4.7 Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости. Значение сходимости г_хс, выраженное в массовых долях, %, рассчитывают по формуле

  

  Рн20

(8)

где Гхсм - сходимость метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм³.

• 7.4.4.8 Результаты поверки считают положительными, если рассчитанная относительная погрешность измерений массы нетто нефти не выходит за пределы ±0,35 %.

• 8.1 Результаты поверки оформляют протоколом произвольной формы с указанием даты и места проведения поверки, условий поверки, применяемых эталонов, результатов расчета погрешностей.

• 8.2 В соответствии с приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» при положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН (знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН), при отрицательных результатах - извещение о непригодности.

• 8.3 На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН указывают фразу: «Результаты поверки СИКН действительны в течение межповерочного интервала, если результаты поверки СИ, входящих в состав СИКН, в течение их межповерочного интервала, установленного при их утверждении типа, удостоверены действующим знаком поверки и (или) свидетельством о поверке, и (или) записью в паспорте (формуляре) СИ, заверяемой подписью поверителя и знаком поверки».

7 из 7